- A raíz que minera accedió a compra directa de energía en el mercado eléctrico de corto plazo, el Minem plantea regular el cobro de cargos a ese tipo de adquisiciones.
Si bien el mercado eléctrico en el Perú está dividido en dos bloques de consumidores: los 7 millones de usuarios a quienes se aplica tarifas reguladas, y cerca de 3,000 clientes libres que compran su energía a menor precio mediante contratos, existe una “tercera alternativa” que permite a los grandes consumidores pagar costos aún menores.
Esta alternativa es la compra directa de la energía en el mercado eléctrico de corto plazo, también conocido como mercado spot, donde las generadoras y distribuidoras ofertan los excedentes de la electricidad producida pero no vendida vía contratos, al precio del costo marginal promedio de generación.
¿Cómo funciona el mercado spot?
Generalmente, esos excedentes (a menor precio) son adquiridos por otras generadoras o distribuidoras en ese mercado, que lo ofrecen, a través de contratos (a mayor precio) a los clientes libres (industrias, centros comerciales, compañías mineras, entre otros).
Según la legislación vigente, los consumidores con demanda anual mayor de 200 kW hasta 2,500 kW pueden optar entre seguir siendo usuarios regulados, o cambiar a usuarios libres, y los que consumen más de 2,500 kw tienen per sé la condición de usuarios libres.
Diferencias de precios
Sin embargo, existen marcadas diferencias entre las tarifas eléctricas reguladas por Osinergmin que pagan los usuarios domésticos, versus los precios por la misma energía que pagan los clientes libres, y los del mercado spot.
Actualmente, los usuarios con tarifas reguladas pagan costos de la energía que llegan a US$60 por megavatio hora (Mwh), pero los clientes libres, pagan menos, en rangos entre US$40 a US$45 por Mwh, según empresas del sector eléctrico.
Sin embargo, en el mercado de corto plazo (spot), refieren, hoy los precios son aún menores, entre US$30 a US$38 por Mwh.
Por ejemplo en Lima, según detalló Rafael Laca, especialista en energía de la consultora Enerkory, el costo promedio mensual en la barra (unidad de generación) Santa Rosa, osciló entre US$34 y US$30 entre julio y agosto últimos, con reducciones en promedio entre 76% y 82% en cada uno de esos meses, respecto al año pasado.
Acceso poco difundido
No obstante, según indicó a Gestión Inés Vázquez, especialista en el sector eléctrico del Estudio Echecopar, no existen muchos casos de clientes libres que realicen compras directas de su energía en el mercado spot, pero lo pueden hacer, aunque bajo algunas condiciones.
Estas son, explicó, que los grandes clientes libres podrán adquirir en ese mercado de corto plazo, hasta el 10% de su demanda máxima registrada en los últimos 12 meses, según establece el Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad.
¿En qué casos podrían acudir a este mercado?
Vásquez detalló que, si bien gran parte de la demanda de los grandes consumidores generalmente es cubierta por sus contratos como clientes libres, puede ser que alguno de ellos tenga una mayor demanda (no prevista) o deba incrementar su producción, y si requiere una carga eléctrica adicional, puede acudir al mercado spot.
De hecho, dio a entender que esta opción es tan poco conocida, que fue a raíz que una compañía minera decidió adquirir su energía en el mercado spot, que el Ministerio de Energía y Minas (Minem), ha publicado la semana pasada una propuesta, para ampliar la regulación a ese tipo de compras.
La iniciativa del sector busca establecer el mecanismo de pago de determinados derechos al acceder a ese mercado, pues -indicó Vázquez- existe un vacío en la regulación actual sobre el tema.
Propuesta de regulación del Minem
El Minem publicó el 17 de este mes la resolución ministerial N° 360- 2024, para que quienes accedan a dicho mercado de corto plazo (MCP), aseguren el pago del concepto de peajes para el sistema secundario de transmisión, el recargo FISE, y el cargo por electrificación rural.
Así, plantea modificar el Reglamento de Usuarios Libres de Electricidad, para que los titulares de instalaciones de transmisión y distribución puedan facturar directamente a los grandes usuarios que realicen compras en el MCP.
También propone que los grandes usuarios que compren en el MCP deben transferir el recargo FISE al administrador de ese fondo (el Minem) en la oportunidad y forma que este lo establezca. Igualmente, plantea que se aplique un cargo por electrificación rural a las compras en el mercado antes mencionado.
Busca modificar el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, de forma que las generadoras y distribuidoras conectadas al SEIN recauden el subsidio de los grandes usuarios que compren en el MCP.
Vásquez mencionó que estos mecanismos de cobranza ya están establecidos en los contratos de los clientes libres, pero había cierto vacío regulatorio para su aplicación en caso compren en el MCP.
Riesgos en determinados casos
Empresarios del sector eléctrico que prefirieron mantener la reserva, explicaron que si bien por ejemplo en este momento un gran usuario que adquiera energía en el MCP podría tener un ahorro de US$10 por Mwh (versus su contrato como cliente libre), existen algunos riesgos de acudir a ese mercado.
Estos, detallaron, depende de en qué zona donde se genera la energía (barra) se adquiera esa, pues si en la zona existe congestión, el precio spot podría ser más caro que el del contrato como cliente libre.
Recordaron que entre agosto y octubre del 2023 los precios en el MCP se dispararon (de poco más de US$30 por Mwh) hasta US$150 por Mwh, debido a la sequía y su impacto en la caída de producción hidroeléctrica.
Esa situación llevó a incrementos en los nuevos contratos que culminaron en ese periodo, de forma que las generadoras o transmisoras trasladaron el mayor costo de la producción energética, a los usuarios libres.
Fuente: GESTIÓN